PERFORACIÓN DE POZOS PETROLERAS Definición de fluidos de Perforación El lodo de perforación es un fluido, de características físicas y químicas apropiadas, que puede ser aire o gas, agua, petróleo y combinaciones de agua y aceite con diferentes contenidos de sólidos. No debe ser tóxico, corrosivo ni inflamable pero sí inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales, y además, estable a las temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones y debe ser inmune al desarrollo de bacterias. a- Fluidos plásticos: La mayoría de los fluidos de perforación son fluidos plásticos o verdaderos. Estos fluidos requieren una presión mínima igual al Punto Cedente, para poder iniciar su movimiento. b- Fluidos pseudoplásticos: Estos fluidos no poseen tixotropía y la viscosidad aparente disminuye instantáneamente con un aumento de la tasa de corte, hasta que en un punto dado, la viscosidad se hace constante. c- Fluidos tixotrópicos: La tixotropía es la capacidad que tienen los fluidos de desarrollar con el tiempo una resistencia de gel. Es la propiedad mediante la cual el lodo adquiere una consistencia gelatinosa si se deja en reposo, pero que al agitarse nuevamente, regresa a su estado original. Este cambio es reversible. d- Controladores de reología: La reología se controla mediante la dispersión del viscosificante primario que se utiliza en el sistema. Sin embargo, cuando no se puede lograr un control efectivo de la reología mediante el uso de estos productos, se deben utilizar materiales adelgazantes, dispersantes y desfloculantes. Estos materiales se dispersan y se adhieren a las partículas haciéndolas más negativas. El efecto es reducir las fuerzas de atracción, incrementar la dispersión, por tanto, reducir la resistencia al flujo.
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLERAS Fluidos de Perforación usados LIQUIDOS
GASES MEZCLA DE GAS
A BASE DE AGUA
A BASE DE ACEITE
ESPUMOSOS MAYORMENTE GAS
AIRE
GAS NATURAL
AIREADOS MAYORMENTE AGUA
Tipos de fluidos de Perforación
FLUÍDOS BASE ACEITE. Los fluídos base aceite se componen de emulsión de agua en aceite, cuya emulsión contiene la fase dispersa que es el agua y la fase continua que es el aceite. El agua permanece suspendida en el aceite, donde cada gota se comporta como una partícula sólida. Si se requiere perforación direccional, especialmente durante la etapa de producción, suelen usarse "Fluídos de perforación de base aceitosa" habiéndose reemplazado los antiguos a base de diesel por otros sintéticos, menos tóxicos. Como estos Fluídos a base de aceite y sintéticos son relativamente costosos, la técnica de perforación actual (tanto durante la exploración como durante la explotación) requiere procedimientos como el centrifugado para recuperar los Fluídos de hidrocarburo de los cortes.
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLERAS TIPOS DE FLUÍDO BASE ACEITE. Los Fluídos de perforación base aceite se clasifican en dos grandes categorías: Sistemas de emulsión inversa, a esta emulsión se le adiciona agua a su preparación inicial y su concentración es superior al 5%. Estos fluídos logran su efecto inhibitorio mediante la adición de sal. Sistemas totalmente aceite, no contienen agua con la finalidad de que el Fluídos absorba agua, contenida en la formación, forma una emulsión para evitar que el agua entre en contacto con formaciones sensibles a el agua. Estos Fluídos proveen de una alta estabilidad debido a que no presentan interacciones con las formaciones sensibles al agua, una lubricación más elevada y efectiva reduciendo los problemas asociados por torques elevados y arrastre durante el paso del revestidor. Existen varios tipos de Fluídos base aceite, a saber: Fluídos base aceite con control de filtrado o sistema convencional. Fluídos base aceite con relación 50/50. Fluídos base aceite sin control de filtrado o sistema relajado. Fluídos 100% aceite.
FLUÍDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA. El agua es una de las mejores opciones por su abundancia y bajo costo. Sin embargo, el agua debe ser de buena calidad ya que las sales disueltas que pueda tener iones como: calcio, magnesio, cloruros, afectan las propiedades del fluído. Por esto es aconsejable disponer de análisis químicos de las aguas que se escojan para preparar el fluído de perforación.
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLERAS Los fluídos base agua son eficientes en cuanto al costo y limitaciones ambientales pero tienen una limitante para la perforación de pozos profundos, altas temperaturas y formaciones muy reactivas.
FLUÍDOS AIREADOS. Son aquellos cuya fase continua es un gas (comúnmente aire o nitrógeno), los cuales con el uso de surfactantes el gas pueden ser inyectados manteniendo sus burbujas en el líquido o por formación de espuma. Estos fluídos se utilizan para la perforación de zonas agotadas o áreas con muy bajas presiones, una gran ventaja sobre los fluídos líquidos es su excelente limpieza.
COMPOSICIÓN DE LOS FLUÍDOS BASE ACEITE/SINTÉTICO. FASE CONTINUA (ACEITES MINERALES). Estos aceites contienen una fracción mucho más reducida de aromáticos que el gasoil y por lo tanto son mucho menos tóxicos tanto al ambiente y al personal que opera en la locación. Se utilizan en la preparación de los sistemas 100% aceite. Son limpios, producen un olor menos desagradable que el gasoil y permiten obtener menor viscosidades a altas tasas de penetración. Tienen como desventajas: más costosos, disponibilidad en el mercado y ser incompatibles con algunos aditivos químicos.
Aditivo Polar. Es el responsable de activar por cargas eléctricas a los lignitos y arcilla organofilica para que cumplan sus funciones de controlar la perdida de filtrado y las propiedades viscosificantes.
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLERAS Emulsificantes. En los sistemas base aceite, se usa un emulsionante para aumentar la estabilidad de la emulsión y reducir la tendencia de humectación por agua de los sólidos insolubles. En los sistemas base aceite el emulsificante hace que el agua se emulsione en el aceite formando un sistema estable. Los emulsificantes en la formulación de fluído de perforación base aceite deben ser solubles, tanto en agua como en aceite. La presencia del calcio soluble, suministrado con la cal, crea un detergente que emulsiona las gotas de agua en fase continua, por lo cual los jabones a base de calcio son emulsificantes primarios y se usan frecuentemente en los fluídos de perforación base aceite.
Viscosificadores. Son productos agregados a los fluídos para mejorar la capacidad de remover los recortes del hoyo y suspender el material densificante. Los fluídos base aceite aunque generalmente son viscosos, tienen baja capacidad de suspensión en comparación con los fluídos de perforación base agua. Esto contribuye a acelerar el asentamiento de la barita, particularmente si esta humedecida por agua. La capacidad de suspensión es función de la resistencia de gel y la capacidad de limpieza es función del punto cedente.
Se puede usar
sustancias que incrementen la resistencia del fluído a fluir, y muy particularmente a la fricción, aunque no todos los viscosificantes pueden brindar una limpieza efectiva y económica del hoyo, ni tampoco se hallan a salvo de las interferencias mecánicas y químicas del medio ambiente. Por ello deben seleccionarse para que puedan ser estables a las condiciones del reservorio.
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLERAS Entre los viscosificantes más usados están las arcillas organofílicas, cuya función es desarrollar las propiedades de viscosidad y suspensión siendo necesario un aditivo polar para conseguir su máximo rendimiento, otra función es proveer suspensión y minimizar la decantación con mínimo aumento de la viscosidad.
Modelos reológicos y propiedades de flujo a- Fluido newtoniano: Es un fluido básico donde el esfuerzo de corte (EC) es directamente proporcional a la velocidad de corte en condiciones de flujo laminar. Como resultado, la viscosidad de un fluido newtoniano es constante. Estos fluidos empiezan a moverse inmediatamente cuando se aplica una presión mayor a cero. Para un fluido newtoniano, la relación del esfuerzo de corte a la tasa de corte es constante. Esta constante es la viscosidad (µ) del fluido. Así, la ecuación que describe la reología de un fluido newtoniano se puede expresar como: µ = Ī / Y
Ec #7 Donde:
µ = Viscosidad, Poise (dinas – seg / cm2). ī = Esfuerzo de corte (fuerza / área), (dinas / cm 2).
Y = Tasa de corte, seg-1. b- Fluido no newtoniano: En general los fluidos de perforación se clasifican como no-newtoniano donde la viscosidad de flujo depende de la velocidad de corte. Estos fluidos no exhiben una relación lineal entre velocidad de corte y esfuerzo de corte. La mayoría de los fluidos de perforación son pseudo-plásticos, es decir, que cuando se hallan en flujo
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLERAS laminar, poseen menos viscosidad a mayor velocidad de corte. Se caracterizan porque su viscosidad depende de las condiciones de flujo. La figura , muestra un análisis de diferentes fluidos donde se expresa esfuerzo de corte Vs. velocidad de corte, y es representada en escala lineal y logarítmica.
Figura . Esfuerzo de corte Vs. Velocidad de corte c- Modelo plástico de Bingham: Los parámetros reológicos más utilizados al reportar las propiedades de un fluido de perforación son la viscosidad plástica (Vp) y el punto cedente (Pc). Estas propiedades son las unidades convencionales utilizadas en el modelo de Bingham plastic. Estos datos se obtienen de las lecturas de 600 y 300 Rpm de un viscosímetro. Al graficarse estos valores en papel lineal, las lecturas de 600 y 300 Rpm forman una línea recta. Si esta línea la extendemos va a interceptar el eje vertical o al eje del esfuerzo de corte por encima del origen, el punto de intercepción se denomina punto de cedencia, la pendiente de la recta se denomina viscosidad plástica. El modelo matemático que define la curva es:
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLERAS
F = PC + VP R / 300
Ec #8
Donde:
F = Lectura del dial a la velocidad R. R = rpm del viscosímetro. Vp = Viscosidad plástica. Pc = Punto cedente. Un incremento en la viscosidad plástica, por lo general significa un incremento en el contenido de los sólidos, una reducción en el tamaño de sólidos o ambos. Este aumento de la viscosidad plástica resultará en viscosidades más altas en la broca, con una pérdida en el potencial hidráulico disponible en la misma. Por lo tanto, en un lodo no densificado el contenido de sólidos debe mantenerse en un mínimo, como para maximizar las características pseudo-plásticas del fluido. En caso donde se requieren densidades elevadas de lodos para controlar presiones anormales de formación, la adición deliberada de sólidos en la forma de barita, resultará en elevadas viscosidades plásticas. Se recomienda enfáticamente el uso de la barita para incrementar el peso del lodo, en lugar de permitir un aumento en el contenido de sólidos perforados de baja densidad. Como resultado, los incrementos en la viscosidad plástica son minimizados en lodos de elevada densidad. Al reducir la cantidad de sólidos coloidales de baja densidad, las propiedades de flujo y la hidráulica en la mecha se optimizan y se obtienen mejores tasas de penetración. Las viscosidades plásticas elevadas debido a un incremento en el nivel de los sólidos, puede controlarse por uno o más de los siguientes métodos:
Dilución con agua.
Floculación y sedimentación.
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Equipo de control de sólidos mecánico.
En un fluido no newtoniano se deberá aplicar una fuerza determinada para iniciar el flujo. Estas fuerzas se conocen como punto cedente y es el segundo componente del modelo de Bingham. El punto cedente será por lo general el que determine el tipo de tratamiento al que hay que someter a un lodo determinado, para aumentar o disminuir la viscosidad. Para incrementar el punto cedente se emplea bentonita o diversos polímeros mejorando de esta forma la capacidad de arrastre del fluido. Un punto cedente demasiado alto puede ser índice de un sistema floculado debido a una contaminación o a un incremento en el nivel de los sólidos activos. Esto indicaría la necesidad de una dispersión química para la reducción de esas viscosidades excesivas. El defecto del modelo de Bingham es que las velocidades aplicadas (600 y 300 rpm) son generalmente mayores a las que encontramos en el espacio anular. A pesar de estos defectos los valores de Vp y Pc obtenidos por este método se pueden usar para evaluar las propiedades de flujo, capacidad de limpieza del hueco y características de adelgazamiento por corte. Como se ha dicho, estos valores se utilizan con frecuencia para la determinación de tratamientos tendientes a mejorar las funciones de un fluido de perforación. d- Modelo ley de potencia: En este modelo la ecuación matemática que definirá la relación esfuerzo de corte vs velocidad de corte es: Ī = K *Y*n
Ec #9
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLERAS Donde: Ī = Esfuerzo de corte, dina/cm 2.
K = Índice de consistencia, dina-segn/cm2. Y = Velocidad de corte, seg -1. n = Índice de la ley de potencia. Representando esta ecuación en un papel lineal obtendremos la curva de viscosidad Vs. velocidad de corte en papel logarítmico, la cual formará una línea recta, donde “n” es la pendiente y “K” corresponderá a la intercepción
con la línea correspondiente a 1 seg -1 (ver figura 8) el modelo exponencial se acerca más a la relación esfuerzo de corte: velocidad de corte de un fluido de perforación real en el espacio anular.
Esfuerzo cortante Vs. RPM (FANN) Como los valores de “n” y “K” se pueden calcular a velocidades encontradas
en el espacio anular, se tiene una mayor precisión para determinar el comportamiento de los fluidos de perforación. El factor “n” indica el comportamiento no newtoniano o sea la habilidad
pseudo-plástica de cada fluido. En un fluido de éstos la viscosidad disminuye con el aumento de la velocidad de corte y aumenta cuando la velocidad de corte disminuye. El agua, un fluido newtoniano, tiene valor de “n”= 1.
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLERAS Reduciendo “n” producimos un fluido con mejores propiedade s pseudo-
plásticas, y por lo tanto con mejor capacidad de limpieza del hoyo y velocidad de perforación. La magnitud de “n” depende del tipo de viscosificante utilizado. En la figura 7
se observa una comparación de diferentes valores. Nótese que a medida que “n” disminuye, la viscosidad efectiva en el espacio anular aumenta.
Viscoso – Graph “K”, el índice de consistencia, es el esfuerzo cortante de la viscosidad de un
fluido a un seg-1 de la velocidad de corte. Da una idea de la viscosidad del sistema y de la capacidad de limpieza del hoyo a bajas velocidades de cortes, es decir en la secciones lavadas del hoyo. Los rangos de “K” se
controlan mediante el uso de viscosificadores y la manipulación del contenido de sólidos en el lodo. “K” se incrementa reduciendo “n” o incrementando el
contenido de sólidos en el sistema.
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLERAS Este último procedimiento no se recomienda pues resulta en viscosidades elevadas en la mecha o broca. Aunque el valor de “n” se puede calcular con
cualquier combinación de velocidades de cortes, siempre se debe usar las que son representativas en el espacio anular. Se recomienda el uso de los valores de “n”, “K” y de Vp/Pc para determinar la efectividad del fluido
respecto a limpieza de hoyo, y no la lectura del embudo. Este parámetro puede ser un indicador errado de la habilidad del fluido para limpiar el pozo. Una acumulación de sólidos de baja densidad y ciertos aditivos pueden aumentar tanto dicha lectura como el valor de “n” lo cual trae como resultado
una disminución de la viscosidad efectiva en la región anular con una reducción contaminante en la capacidad de arrastre. Las ecuaciones para calcular los valores de “n” y “K” de un fluido cualquiera son:
“N” = LOG (R1 /R2) / LOG (RPM1 /RPM2)
Ec #10
“K” = 5.1 R2 / (1.7 RPM2)N
Ec #11 Donde: R1 = Lectura del dial a rpm 1. R2 = Lectura del dial a rpm 2. Una acumulación de sólidos de baja densidad o la adición de algunos aditivos pueden aumentar la viscosidad embudo y al mismo tiempo incrementar el valor de “n”. Este incremento resulta de una reducción de la
viscosidad efectiva en el espacio anular con la reducción aparejada de su capacidad de limpieza. Un aumento de Vp acompañado de una disminución del Pc indicaría también un incremento en “n”. Esto indicaría una reducción
en la capacidad de arrastre y de limpieza a pesar de que la viscosidad de embudo pudo haber aumentado. El valor de “n” también puede indicar el
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLERAS perfil de flujo del lodo en el espacio anular. Una reducción de “n” resultará en un perfil más llano acompañado de un incremento de su capacidad de arrastre. A medida que “n” aumenta el perfil
se acerca al del flujo turbulento acompañado por una pérdida de eficiencia de la capacidad de limpieza. Un valor bajo de “n” asegura un flujo laminar por:
Aumentar el número crítico de Reynolds.
Disminuir el número de Reynolds del fluido.
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLERAS INTRODUCCIÓN El objetivo de una operación de perforación es perforar, evaluar y terminar un pozo que producirá petróleo y/o gas en forma rentable. Los fluidos de perforación desempeñan numerosas funciones que contribuyen al logro de dicho objetivo. El ingeniero de fluidos se asegurará que las propiedades del lodo sean correctas para el ambiente de perforación específico. También puede recomendar modificaciones de las prácticas de perforación que ayuden a lograr los objetivos de la perforación
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLERAS CONCLUSIONES Por lo anteriormente planteado se evidencio que el propósito fundamental del Fluido de Perforación es ayudar a hacer rápida y segura la perforación de pozos, mediante el cumplimiento de ciertas funciones. Sus propiedades deben ser determinadas por distintos ensayos y es responsabilidad del especialista en lodo comparar las propiedades de entrada y salida del hoyo para realizar los ajustes necesarios. Las mejoras que se han realizado en los sistemas de lodo de perforación han contribuido a la reducción de costos, seguridad y ambiente en la perforación de los pozos.
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLERAS
REALIZADO POR: EDIOVE JOSE ROMERO ACOSTA C.I. 18.635.450 PROF. JAVIER RIOS Cabimas, Enero 2012
